sector eléctrico nacional - Sistema de Informacion Eléctrico

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SECTOR ELÉCTRICO
NACIONAL
INFORME SECTORIAL SOBRE LA EVOLUCIÓN DE LA
DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA EN COLOMBIA
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1. Evolución del Sector Eléctrico Nacional
Con la expedición de las leyes 142 y 143 de 1994, el sector eléctrico nacional ha vivido cambios
trascendentales encaminados a fomentar la competencia en el mercado, tales como la desintegración vertical
y la separación de actividades. De igual forma, se ha pasado de un Estado en el ejercicio de sus funciones
como ente regulador, planeador y de control, a uno centrado en la fijación de lineamientos de política y la
delegación de las responsabilidades anteriormente citadas a la CREG, UPME y SSPD. También es de resaltar, la
inclusión de agentes e inversiones privadas en las empresas estatales y nuevos proyectos de infraestructura.
Asimismo, todos estos factores han estimulado un gran dinamismo en el sector, convirtiéndolo en uno de
los referentes institucionales y regulatorios para otros servicios públicos e infraestructura, así como uno de los
ejes de la locomotora que el Gobierno Nacional ha definido en el Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014.
En la tabla siguiente, se presentan los aspectos de mayor relevancia durante el periodo comprendido
entre los años 1998-2010, los cuales han dibujado la transformación, evolución y consolidación del sector
eléctrico a nivel institucional, regulatorio y empresarial:
Tabla 1.1.Hechos Relevantes del Sector de Energía Eléctrica 1998-2010
AÑO
PRINCIPALES SUCESOS 1998-2010
1998
Se capitalizan los activos de las ocho electrificadoras de la Costa Atlántica en ELECTRICARIBE y ELECTROCOSTA, empresas cuyo control (65%) fue adquirido por el Consorcio Houston Industries-Electricidad de
Caracas por 1.4 Billones de Pesos.
Se escinden los activos de transmisión de CORELCA y se crea TRANSELCA, que fue adquirida en un 65%
por ISA.
La CREG establece la normatividad de distribución (Resolución CREG 070 de 1998).
1999
Se crean las agremiaciones sectoriales: ASOCODIS, ACOLGEN y ACCE.
Se crea el Instituto de Planeación de Soluciones Energéticas- IPSE, a partir de la transformación del ICEL.
La crisis económica impacta al sector eléctrico
2000
Se crea el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de Zonas No interconectadas- FAZNI, mediante la Ley 633 del 2000.
2001
Condiciones críticas para el sector eléctrico debido a los continuos atentados terroristas
2002
Se crea el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de Zonas Rurales Interconectadas -FAER, mediante la Ley 788 de 2002.
Expedición de la Resolución CREG 082 de 2002 mediante el cual se fijó la metodología de remuneración
de distribución y los cargos por uso (Segundo Período Tarifario)
2003
Entra en operación el esquema de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) de corto plazo con
Ecuador.
Se expide mediante la Ley del Plan de Desarrollo 812 de 2003, un nuevo esquema diferencial de prestación del servicio para las Zonas de Difícil Gestión (ZDG) y Barrios Subnormales (BS) y se estableció que
delEstadístico
total de de
losMinas
recursos
del1990-2010,
FAER, el 20%
Fuente: Boletín
y Energía
UPMEse destinaría al programa de Normalización de Redes Eléctricas
(PRONE).
Creación y adjudicación de DISPAC. El Gobierno Nacional entregó la gestión operativa y comercial de los
activos de DISPAC que presta el servicio en el Departamento del Chocó a un gestor.
Inicio operación de Enertolima el 13 de Agosto de 2003
2004
Proceso de Enajenación de EDEQ y CHEC, control adquirido por EPM
Se constituye la compañía Expertos en Mercados S.A. E.S.P.- XM
Continúa
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Tabla 1.1.Hechos Relevantes del Sector de Energía Eléctrica 1998-2010 (II)
AÑO
PRINCIPALES SUCESOS 1998-2010
2005
Se constituye Gestión Energética SA, GENSA, empresa del orden nacional que asumió la operación de las
centrales de generación térmicas de Paipa, que eran operadas y administradas por la Empresa de Energía
de Boyacá.
2006
- Se pasa del esquema de Cargo por Capacidad al de Cargo por Confiabilidad, para garantizar la disponibilidad de recursos destinados a abastecer la demanda de energía en condiciones de escasez y asegurar la
expansión de generación del sistema. El nuevo esquema contiene la componente de las Obligaciones de
Energía Firme , OEF, que corresponden a un compromiso de los generadores, respaldado por activos de
generación capaces de producir energía firme durante condiciones críticas de abastecimiento.
Venta de Enertolima S.A. E.S.P. el 4 de mayo de 2006, empresa que adquirió los activos de ELECTROLIMA.
2007
EPSA adquiere la Central Hidroeléctrica Prado
Expedición Decreto 387 de 2007 “Por medio del cual se establecen las políticas generales en relación con
la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica y se dictan otras disposiciones”
Expedición Decreto 388 de 2007 “Por el cual se establecen las políticas y directrices relacionadas con el
aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, que debe seguir la Comisión de Regulación de
Energía y Gas, CREG, al fijar la metodología de remuneración a través de Cargos por Uso de los Sistemas
de Transmisión Regional y Distribución Local de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.”
Expedición de la Resolución CREG 119 de 2007 por medio de la cual se aprueba la fórmula para el Costo
Unitario de Prestación del Servicio.
2008
Se realiza la primera subasta de obligaciones de energía en firme. Se presentaron 9 proyectos que brindarán una capacidad adicional al sistema eléctrico de 3.420 MW del 2011-2018.
Expedición de la metodología de remuneración de los cargos por uso de distribución (Resolución CREG
097 de 2008).
2009
Crisis Financiera Mundial
Fenómeno del Niño
Programa de racionamiento de gas
2010
Fenómeno de la Niña
Se crea el gremio de generadores térmicos ANDEG
Actualización de los cargos de distribución asociado al reconocimiento de los gastos AOM.
Inicio esquema de calidad para algunos Operadores de Red.
Fuente: Boletin Estaadístico de Minas y Energía 1999 - 2010, UPME
1.1. Sector Eléctrico y Economía
En la última década, los Servicios Públicos y particularmente el sector energético, ha incrementado
su participación en el Producto Interno Bruto, PIB, constituyéndose hoy día en uno de los ejes de las
locomotoras que ha definido el Gobierno Nacional en la Ley 1450/2011, del Plan Nacional de Desarrollo,
para el fortalecimiento y crecimiento de la economía, generación de empleo y reducción de la pobreza.
En el siguiente gráfico, se ilustra la participación del conjunto de los servicios públicos de agua, gas
domiciliario y energía eléctrica en el PIB:
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Gráfico 1-1. Evolución de la Participación de los Servicios Públicos
en el PIB Total 2000-2009 (p)
7,0%
6,0%
5,0%
4,0%
3,0%
2,0%
1,0%
0,0%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Agua
0,6%
0,7%
0,8%
0,9%
1,0%
1,1%
1,1%
1,2%
1,3%
2009p
1,4%
Gas Domiciliario
0,3%
0,3%
0,4%
0,4%
0,5%
0,5%
0,7%
0,8%
0,8%
1,0%
Energía Eléctrica
1,3%
1,6%
1,7%
2,1%
2,4%
2,7%
2,9%
2,9%
3,1%
3,7%
Total servicios
2,2%
2,6%
2,9%
3,4%
3,9%
4,3%
4,6%
4,9%
5,2%
6,1%
Fuente: DANE – Cuentas Nacionales
Como se observa, la participación de estos servicios públicos incrementó su participación del 2,2%
en el 2000 a 6,1% en el 2009. Particularmente, se destaca la participación del sector de energía eléctrica
respecto a los demás sectores, aumentándose en casi tres veces su participación en el PIB del 1,3% en el
2000 a 3,7% en 2009.
En concordancia con el desempeño económico, el comportamiento de la demanda de energía
eléctrica se encuentra estrechamente relacionado con esta variable, lo cual reafirma la importancia de la
electricidad como insumo productivo. En la siguiente gráfica, se observa la relación entre la variación anual
del PIB y de la demanda de energía eléctrica para el período 1998-2011:
Gráfico 1-2. Comportamiento Trimestral del PIB y la Demanda de Energía
Fuente: Gráfica tomada de XM
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Desde los inicios del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (1995), se observa una alta correlación
entre ambas variables hasta el primer trimestre de 2003. Posteriormente, una dispersión de éstas hasta
el 2008. Sin embargo, a partir del año 2009 se vuelve a presentar este estrecho vínculo entre el PIB y la
demanda de energía eléctrica y luego una dispersión de estas variables en el 2010, que se profundiza a
inicios del 2011.
1.2. Demanda Nacional
En términos de la demanda de energía eléctrica, la siguiente gráfica muestra su evolución para el periodo
1998-2010, incluyendo las pérdidas tanto del SDL como del STR y excluyendo las del STN, asi como las
respectivas tasas de crecimiento promedio anual.
GWh
Gráfico 1-3.Demanda Anual de Energía y Tasas de Crecimiento (1998-2010)
60.000
6,00%
50.000
4,00%
40.000
2,00%
30.000
0,00%
20.000
-2,00%
10.000
-4,00%
0
GW-H
%
1998
43.734
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
41.503
42.246
43.215
44.499
45.768
47.017
48.829
50.815
52.853
53.870
54.679
56.148
-5,10%
1,79%
2,29%
2,97%
2,85%
2,73%
3,85%
4,07%
4,01%
1,92%
1,50%
2,69%
-6,00%
Fuente: XM
Se evidencia que con excepción de la tasa de crecimiento negativa que se presentó en 1999, las tasas
de crecimiento de los últimos años han sido positivas y estables. Durante el periodo de análisis, se registró
una tasa de crecimiento promedio anual del 2,10%, a partir de 1998 y una tasa acumulada del 28,38%.
En relación al año 2010, la demanda del país ascendió a 56.148 GWh, registrando un crecimiento del
2,69%, respecto al año inmediatamente anterior. Igualmente, se registró un crecimiento del 1,50%, entre
la demanda anual del año 2008, que fue del orden de 53.870 GWh y la del año 2009 que correspondió
a 54.679 GWh.
En lo que respecta al comportamiento de la Demanda Regulada y No Regulada, durante el período
1998-2010, se presenta en la siguiente gráfica dicha evolución:
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Gráfico 1-4. Evolución de la Demanda Regulada y No Regulada (1998-2010)
60.000
50.000
GWh
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Demanda Regulada
34.484
32.158
30.867
31.377
31.405
31.777
31.981
32.568
33.619
35.424
36.213
36.978
37.821
Demanda No Regulada
8.459
8.230
10.216
11.313
12.502
13.589
14.681
15.874
16.872
17.088
17.307
17.351
18.002
Fuente: XM
Como se observa, la Demanda No Regulada ha crecido a tasas mayores que la regulada. Lo anterior,
se reafirma al observar la participación porcentual de la Demanda Regulada y No Regulada en el total,
incrementándose la participación de la Demanda No Regulada en la última década, al pasar de 19,7% en
1998 a 32,1% en 2010. Sin embargo, esta participación ha sido muy estable desde el año 2005, en el que
alcanzó el 32,5%. En promedio, la participación de la Demanda No Regulada en el período ha sido del 29%.
En el siguiente gráfico, se indica la participación porcentual de la Demanda Regulada y No Regulada:
Gráfico 1-5. Participación de la Demanda Regulada y No Regulada
en la Demanda Total Nacional
100%
90%
80%
70%
60%
%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Demanda Regulada
80,30%
80,17%
75,82%
73,82%
71,91%
70,31%
68,78%
67,49%
66,80%
67,67%
67,87%
68,27%
67,94%
Demanda No Regulada
19,70%
19,83%
24,18%
26,18%
28,09%
29,69%
31,22%
32,51%
33,20%
32,33%
32,13%
31,73%
32,06%
Fuente: XM
Se observa que mientras la Demanda No Regulada10 creció a una tasa promedio anual de 6,5%, la
regulada lo hizo a una tasa de 0,77%, para el período 1998-2010.
10.
Antes del año 2001, las condiciones para ser Usuarios No Regulados eran diferentes.
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Demanda de Energía por Mercado Regulado y No Regulado
En la siguiente tabla, se muestra el comportamiento de la demanda de energía del mercado regulado y
no regulado, durante el período 2008-2010, en términos de la participación en cada una de las siguientes
actividades económicas según su consumo, en el total de la Demanda No Regulada.
Tabla 1.2. Comportamiento de la Demanda Regulada y No Regulada (GWh)
MERCADO
2008
2009
2010
Participación 2010
Regulado
36.213
36.977
37.821
67,9%
No Regulado
17.307
17.351
18.002
32,1%
Ind. Manufacturera
8.130
7.523
7.724
43,0%
Minas y Cantera
3.183
3.347
3.635
19,0%
Servicios Sociales
2.292
2.426
2.464
14,0%
Comercio, hoteles
1.342
1.403
1.452
8,0%
Electricidad, gas y agua
1.034
1.220
1.282
7,0%
Transporte
494
533
559
3,0%
Agropecuario
424
456
448
3,0%
Financieros
348
379
392
2,0%
61
66
47
0,4%
Construcción
Fuente: XM
1.3. Consumo de Energía Eléctrica Nacional
El Consumo Total, definido como la energía facturada por las empresas comercializadoras, para el
período 1998 - 200911, se muestra en la gráfica a continuación:
Gráfico 1-6. Evolución del Consumo de Energía Eléctrica Total Nacional 1998-2009
50.000
45.000
40.000
35.000
GWh
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
No Residencial
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
22.389
20.462
22.210
20.729
21.011
21.614
22.787
22.685
23.720
24.619
26.432
27.165
Residencial
14.450
14.504
14.487
14.470
14.403
15.162
15.792
16.254
16.904
17.618
18.109
19.193
Total
36.839
34.966
36.697
35.199
35.414
36.776
38.579
38.939
40.624
42.237
44.541
46.358
Fuente: UPME,SUI
11.
La cifra de consumo para el año 2010 aún no se encuentra consolidada en el SUI.
26
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Durante el periodo comprendido entre 1998 y 2009, el Consumo Residencial tuvo un crecimiento
del 32,01%, a una tasa promedio anual de 2,55% y el Consumo No Residencial registró un crecimiento
del 21,85%, a una tasa promedio anual de 1,81%, para este mismo lapso. Específicamente para el año
2009, el Consumo Residencial representó el 41,14% del Consumo Total y el No Residencial el 58,86%.
El Consumo total en el año 200912 fue de 46.358 GWh. El Consumo Total Nacional creció en el período
un 25,84%, a un promedio anual de 2,1%. La distribución del consumo por sectores, se muestra a
continuación:
Gráfico 1-7.Evolución del Consumo por Sectores 1998-2009
50.000
45.000
40.000
35.000
GWh
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Otros
2.723
3.141
1.746
1.747
1.411
1.289
1.413
998
995
1.015
1.790
1.926
Industrial
11.873
9.807
11.362
11.188
11.412
11.903
12.301
12.508
13.133
13.724
14.351
14.629
Comercial y Púb
7.793
7.514
9.102
7.794
8.188
8.422
9.073
9.179
9.592
9.880
10.290
10.611
Residencial
14.450
14.504
14.487
14.470
14.403
15.162
15.792
16.254
16.904
17.618
18.109
19.193
Fuente: UPME, SUI
El consumo del sector comercial y público creció durante el periodo analizado en un 42,96%, a una tasa
promedio anual de 3,3%. Por otra parte, el sector industrial creció 19,64%, a una tasa promedio anual de 1,64%.
La distribución del consumo de los diferentes sectores en los años 1998 y 2009, se muestra en la siguiente gráfica:
Gráfico 1-8. Distribución del Consumo Total por Sectores 1998 y 2009
Distribución del Consumo por
Sectores 1998
Distribución del Consumo por
Sectores 2009
4%
7%
40%
32%
23%
21%
Residencial
Comercial y Púb
41%
32%
Industrial
Otros
Residencial
Comercial y Púb
Industrial
Otros
Fuente: UPME, SUI
12.
Para el año 2010 no se encuentra consolidado el Consumo nacional en el SUI
27
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Al analizar comparativamente la participación de los diferentes sectores en el consumo total de los
años 1998 y 2009, se observa un leve incremento en las participaciones de los sectores residencial,
comercial y público para este último año.
1.4. Usuarios SIN
El número total de usuarios del Sistema Interconectado Nacional a diciembre de 200913, fue de
11.211.976, de los cuales 10.236.702 (91,3%) son residenciales y 975.274 (8,7%) usuarios no
residenciales, como se indica en la siguiente gráfica:
Gráfico 1-9. Evolución Nacional del Número Total de Usuarios 2003-2009
12.000.000
10.000.000
8.000.000
6.000.000
4.000.000
2.000.000
0
Total No Residenciales
Residenciales
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
553.353
569.950
794.695
816.767
838.662
895.145
975.274
6.807.774
7.133.418
8.012.082
8.430.126
8.976.238
9.258.285
10.236.702
Fuente: Empresas, SUI
Durante el período comprendido entre 2003 y 2009, el número total de usuarios pasó de 7.361.127
a 11.211.976, con un crecimiento del 52,31% y a una tasa promedio anual de 7,26%. Particularmente,
los usuarios residenciales crecieron en un 50,37%, a una tasa promedio anual de 7,03%, mientras que los
usuarios no residenciales crecieron un 76,24% y a una tasa promedio anual de 9,90%.
La evolución de los Usuarios Regulados Residenciales y No Residenciales, en el período 2003 a 2009,
se muestra en la siguiente gráfica:
13.
El Número de usuarios consolidado nacional para el año 2010 no se encuentra disponible en el SUI.
28
upme
Gráfico 1-10.Evolución del Número de Usuarios Regulados 2003-2009
12.000.000
10.000.000
8.000.000
6.000.000
4.000.000
2.000.000
0
Residenciales
No Residenciales
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
6.807.774
7.133.418
8.012.082
8.430.126
8.976.238
9.258.285
10.236.702
550.880
567.142
790.534
812.293
833.386
889.887
970.179
Fuente: SUI, XM
El total de los usuarios regulados creció en un 52,30%, durante el periodo comprendido entre 2003 y
2009, a una tasa promedio anual de 7,26%. Los Usuarios No Residenciales Regulados representaron en el
2003, el 7,49%, del total de usuarios regulados del país, mientras que en el 2009 representaron el 8,65%.
En cuanto al número de Usuarios No Regulados del Mercado Mayorista, en los últimos tres años se han
presentado tasas de crecimiento negativas. Mientras que en el 2007 los Usuarios No Regulados eran de
5.276, en el 2008 descendieron a 5.258 usuarios y en el 2010 a 4.638 usuarios.
Gráfico 1-11.Evolución del Número de Usuarios No Regulados 2003-2010
60%
6.000
50%
5.000
40%
4.000
30%
20%
3.000
10%
2.000
0%
1.000
-10%
0
No Regulados
%
2003
2.473
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2.808
4.161
4.474
5.276
5.258
5.095
4.638
13,55%
48,18%
7,52%
17,93%
-0,34%
-3,10%
-8,97%
-20%
Fuente: CREG, XM
29
upme
La distribución de los Usuarios No Regulados por Departamento a diciembre de 2010 es la siguiente:
Gráfico 1-12. Usuarios No Regulados por Departamento (Diciembre de 2010)
1200
908
838
716
800
600
72
55
41
38
10
23
RISARALDA
CAUCA
CESAR
SUCRE
QUINDIO
CASANARE
NARIÑO
12
7
2
1
1
PUTUMAYO
75
CHOCO
73
CAQUETA
79
ARAUCA
92
META
107
CORDOBA
118
CALDAS
93
TOLIMA
BOLÍVAR
CUNDINAMARCA
ATLÁNTICO
VALLE
ANTIOQUIA
BOGOTÁ
0
148
MAGDALENA
229
200
HUILA
292
400
LA GUAJIRA
449
SANTANDER
1000
Fuente: XM
La mayor concentración de Usuarios No Regulados se encuentra en los departamentos y ciudades
de mayor grado de industrialización: Bogotá, Antioquia y Valle, donde se concentran más de la mitad
(53,08%) del total de Usuarios No Regulados del país.
La distribución de Usuarios No Regulados por niveles de tensión en diciembre de 2010 es la siguiente:
Gráfico 1-13. Participación de Usuarios No Regulados por Nivel de Tensión
(Diciembre de 2010)
1,62%
0,04%
6,62%
20,27%
NIVEL 1
NIVEL 2
NIVEL 3
71,45%
Fuente: XM
30
NIVEL 4
STN
upme
1.5. Cobertura Nacional
La cobertura de energía eléctrica en Colombia, medida como el porcentaje de hogares con servicio
de energía eléctrica, ha alcanzado niveles importantes. Esta ascendió de 94,4%, en el 2008 a 95,6%, en
el 2009, como se muestra en la siguiente gráfica:
Gráfico 1-14 Cobertura de Energía Eléctrica 1995-2009
100,0%
90,0%
80,0%
70,0%
%
60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
1995
Cobertura 76,1%
1996
78,7%
1997
81,4%
1998
83,9%
1999
86,0%
2000
87,6%
2001
89,7%
2002
89,5%
2003
90,6%
2004
91,6%
2005
93,6%
2006
93,9%
2007
94,4%
2008
94,5%
2009
95,6%
Fuente: DANE y UPME (2008 y 2009)
En el período 1998-2009, la cobertura pasó del 83,9% al 95,6%, habiéndose alcanzado una posición
alta en el contexto latinoamericano.
1.6. Pérdidas del Sistema
Las Pérdidas Totales del Sistema en el período comprendido entre 1998 y 2009 han fluctuado entre
un 14,5% y un 21,8%. Aunque para el período analizado las Pérdidas Totales no presentan una tendencia
marcada a la baja, en los últimos dos años éstas han disminuido 3 puntos porcentuales, pasando de 21,5%
en el 2007 a 18,5% en el 2009. En el siguiente gráfico se muestra la evolución de las pérdidas totales del
sistema:
Gráfico 1-15. Evolución de las Pérdidas del Sistema
Eléctrico Colombiano 1998-2009
25%
20%
15%
10%
5%
0%
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
SDL Y STR 15,5% 15,5% 12,9% 18,3% 20,1% 19,3% 17,6% 19,9% 19,7% 19,7% 17,0% 16,9%
STN
1,8%
1,4%
1,6%
1,5%
1,7%
2,0%
2,0%
1,9%
2,0%
1,8%
1,8%
1,7%
TOTALES 17,3% 16,9% 14,5% 19,8% 21,8% 21,2% 19,6% 21,8% 21,6% 21,5% 18,8% 18,5%
Fuente: UPME, XM
31
upme
La comparación de las pérdidas frente al consumo total del país se muestra en el siguiente gráfico:
Gráfico 1-16 Evolución del Consumo y las Pérdidas del Sistema 1998-2009
60.000
50.000
GWh
40.000
30.000
20.000
10.000
0
PÉRDIDAS DE STR Y SDL
PÉRDiDAS DEL STN
CONSUMO
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
6.895
6.537
5.549
8.016
9.085
8.992
8.438
9.890
10.191
10.616
9.329
9.601
790
572
684
652
775
914
967
967
1.021
981
973
956
36.839
34.966
36.697
35.199
35.414
36.776
38.579
38.939
40.624
42.237
44.541
46.358
Fuente: UPME, SUI, XM
1.7. Agentes
En el siguiente cuadro, se muestra el número de agentes registrados en el mercado y el número de
agentes activos a diciembre 31 de 2010:
Tabla 1.3. Número de Agentes Registrados y Activos por Actividad
(Diciembre 2010)
ACTIVIDAD
REGISTRADOS
ACTIVOS
Generadores
48
41
Transmisores
11
9
Distribuidores
30
29
Comercializadores
85
69
Fuente: XM
A diciembre 31 de 2010, se encontraban activos 41 generadores y 69 comercializadores de energía
eléctrica. Respecto al número de agentes transmisores, la cantidad de éstos se ha mantenido estable
durante los últimos años.
En relación a la actividad de Distribución, se encuentran 29 operadores de red activos en el mercado,
los cuales desarrollan complementariamente la actividad de comercialización de energía eléctrica en el
32
upme
mercado minorista. La evolución del número de agentes activos desde el inicio del mercado a la fecha, se
presenta en el gráfico a continuación:
Gráfico 1-17. Evolución del Número de Agentes del Mercado
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1995
1998
2010
Generadores
17
28
41
Transmisores
10
11
9
Distribuidores
35
35
29
Comercializadores
35
58
69
Fuente: GRISEC, XM
En términos de la propiedad14 del capital de las empresas en el SIN, a diciembre de 2009, el 31% de
las empresas se clasifican como mixtas; un 63%, privadas y un 6%, oficiales. La siguiente gráfica muestra la
composición de capital de las empresas:
Grafico 1-18. Composición de la Propiedad de Empresas del Sector Eléctrico- SIN 2009
Privada
Mixta Oficial
Fuente: SUI- SSPD (Informe Sectorial Energía, Gas y GLP 2010)
14.
Según las características del patrimonio o del capital suscrito reportado al SUI
33
upme
1.8. Generación
La Capacidad Efectiva Neta de Generación del Sistema Interconectado Nacional, creció un 18% entre
finales de 1998 y 2010, mientras que la demanda máxima de potencia lo hizo en el mismo período en
un 19%, manteniéndose el margen de reserva para los años 1998 y 2010, respectivamente en un 38%. A
continuación, se muestra la evolución de la capacidad instalada y del margen de reserva:
Gráfico 1-19. Capacidad Efectiva Neta y Margen de Reserva 1998-2010
16.000
45%
14.000
40%
35%
12.000
30%
10.000
25%
MW
8.000
20%
6.000
15%
4.000
10%
2.000
5%
-
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
CAPACIDAD
12.127
11.412
12.479
13.082
13.379
13.200
13.417
13.348
13.279
13.410
13.479
13.543
14.423
RESERVA
4.621
4.067
4.767
5.295
5.301
4.943
5.085
4.709
4.517
4.317
4.400
4.253
5.477
Reserva %
38,1%
35,6%
38,2%
40,5%
39,6%
37,4%
37,9%
35,3%
34,0%
32,2%
32,6%
31,4%
38,0%
0%
Fuente: XM – Neón
A diciembre 31 de 2010, la capacidad instalada neta ascendió a 14.423 MW, lo cual significa que en
el período 1998-2010 se ha incrementado la capacidad en 2.296 MW.
Respecto a la generación total del sistema, ésta ascendió en el año 2010 a 56.887 GWh- año,
presentándose un incremento respecto al año inmediatamente anterior del orden del 1,6%.
GWh/ Año
Gráfico 1-20. Generación Real Total 1998-2010
60.000
6%
50.000
4%
40.000
2%
30.000
0%
20.000
-2%
10.000
-4%
0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
GENERACIÓN REAL 42.388 40.402 41.278 43.096 44.735 46.734 48.569 50.430 52.340 53.626 54.395 55.966 56.887
Crecimiento %
Fuente: XM
34
-4,7%
2,2%
4,4%
3,8%
4,5%
3,9%
3,8%
3,8%
2,5%
1,4%
2,9%
1,6%
-6%
upme
La composición de la Generación real según tipo de tecnología de producción, se muestra a
continuación:
Gráfico 1-21. Distribución de la Generación Real por Tipo de Tecnología 1998-2010
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
G. Otros
0,02%
0,00%
1,00%
2,38%
2,35%
2,95%
4,18%
4,41%
4,92%
5,15%
5,78%
5,61%
6,66%
G. Térmica Gas
25,12%
16,08%
19,86%
19,63%
17,78%
14,49%
13,99%
14,13%
13,16%
11,45%
9,65%
18,61%
20,12%
G. Térmica Carbón
4,85%
3,14%
4,55%
4,72%
4,43%
5,63%
3,36%
4,14%
4,94%
5,41%
4,57%
6,60%
6,27%
G. Hidraulica
70,01%
80,78%
74,58%
73,27%
75,44%
76,94%
78,46%
77,32%
76,98%
77,99%
80,01%
69,17%
66,95%
Fuente: XM
Como se muestra en la anterior gráfica, durante los años 2009 y 2010 el porcentaje de participación
de la Generación Hidráulica en el total descendió significativamente respecto al 2008, ante la ocurrencia
del Fenómeno del Pacífico y unos mayores requerimientos de la Generación Térmica, para garantizar la
confiabilidad del sistema.
En términos de propiedad, para el 2010, las empresas generadoras tenían la siguiente composición de capital:
Tabla 1.4. Composición de la Propiedad de los Generadores
GENERADORES
PROPIEDAD
% NÚMERO
% CAPACIDAD
PRIVADO
70,8%
56,4%
PÚBLICO
16,7%
26,1%
MIXTO
12,5%
17,5%
Fuente: ACOLGEN
Por otra parte y en relación a las subastas llevadas a cabo entre mayo y junio de 2008, los generadores
se comprometieron a instalar 3.420 MW entre el 2012 y el 2018, lo cual corresponde a un 25% adicional
del total de la capacidad instalada del país y a una ENFICC aproximada de 19.3 TWh. Las inversiones
asociadas a estos nuevos proyectos de generación ascienden aproximadamente a USD $ 5.806 millones,
como se muestra en la siguiente tabla:
35
upme
Tabla 1.5. Proyectos de Expansión Generación
EXPANSION DE LA
GENERACION
US MM
CAPACIDAD
EN MW
CAPACIDAD EFECTIVA NETA (MW)
HIDRÁULICA
GAS
CARBÓN
COMBUS
LÍQUIDO
ENFICC
EOLICA
GECELCA S.A. ESP Gecelca III
nov-12
ND
150
ISAGÉN S.A. ESP - Amoyá
nov-12
196
78
POLIOBRAS S.A. ESPTermocol
nov-12
ND
202
ITUANGO S.A. ESP Hidroituango
nov-18
2.298
1.200
1.200
8.563
ISAGÉN S.A. ESP Hidrosogamoso
nov-14
1.527
800
800
3.791
EMGESA S.A. ESP El Quimbo
nov-14
690
395
396
1.750
EPM ESP - Porce IV
nov-15
811
400
400
1.923
EPSA-GENSA
Promotora Miel II
nov-14
193
135
135
184
EPSA S.A. ESP Cucuana
nov-14
91
60
60
50
5.806
3.420
3.069
TOTAL EXPANSION
150
1.117
78
214
200
150
200
1.678
19.270
Fuente: ACOLGEN
1.9. Transmisión
A diciembre de 2010, el Sistema de Transmisión Nacional tenía un total de 14.300 Kms de red de alta
tensión, distribuida de la siguiente manera:
Tabla 1.6. Longitud del Sistema de Transmisión Nacional
TENSIÓN (KV)
LONGITUD (KM)
"PORCENTAJE (%)”
220-230
11.654,6
81,5%
500
2.646,3
18,5%
TOTAL
14.300,9
100,0%
Fuente: XM
1.10. Mercado Mayorista de Electricidad
A continuación, se muestra la evolución de los precios de bolsa y contratos desde 1997 hasta el primer
trimestre de 2011:
36
upme
Gráfico 1-22. Precios Promedio de Bolsa y Contratos 1997-2010
(Precios Constantes de Diciembre de 2010)
400
350
$/kWh
300
250
200
150
100
Precio en Bolsa Nacional
ene-11
jul-10
ene-10
jul-09
jul-08
ene-09
jul-07
ene-08
ene-07
jul-06
ene-06
jul-05
jul-04
ene-05
ene-04
jul-03
ene-03
jul-02
ene-02
jul-01
jul-00
ene-01
ene-00
jul-99
ene-99
jul-98
ene-98
jul-97
0
ene-97
50
Precio Promedio Contratos
Fuente: XM – Neón
Durante el año 2009, el precio promedio en bolsa ascendió a 139,5 $/kWh y a 130,3 $/kWh durante el
2010, registrándose un crecimiento negativo de 6,6% respecto al año inmediatamente anterior.
En la gráfica siguiente, se muestran los precios de los contratos y la tendencia de éstos desde la
creación del mercado:
Gráfico 1-23. Precios Promedio de Contratos y Línea de Tendencia
(Precios Constantes de Diciembre de 2010)
Precio Promedio Contratos
140
120
$/kWh
100
80
60
40
0
ene-97
jun-97
nov-97
abr-98
sep-98
feb-99
jul-99
dic-99
may-00
oct-00
mar-01
ago-01
ene-02
jun-02
nov-02
abr-03
sep-03
feb-04
jul-04
dic-04
may-05
oct-05
mar-06
ago-06
ene-07
jun-07
nov-07
abr-08
sep-08
feb-09
jul-09
dic-09
may-10
oct-10
mar-11
20
Fuente: XM – Neón
Para el año 2009, el precio promedio en contratos fue de 104,74 $/kWh y de $109,94 $/kWh en el
2010, registrándose un incremento del orden del 5%.
37
upme
1.11. Fondos Gubernamentales
El Congreso de la República a través de diferentes leyes, en particular las Reformas Tributarias y de
los dos últimos Planes de Desarrollo, ha venido modificando la vigencia y uso de las fuentes de los
fondos gubernamentales creados con destinación específica para la normalización de redes (PRONE),
energización de Zonas Rurales Interconectadas (FAER) y no Interconectadas (FAZNI) y cubrimiento del
consumo de los usuarios ubicados en zonas especiales (FOES). A continuación, se resalta la reciente
normatividad expedida en relación a los fondos citados.
Fondo de Energía Social- FOES
Mediante la Ley 1420 de 2010, se estableció que la Nación podrá financiar el FOES con recursos
diferentes a los de la renta de congestión y se aprueba el traslado de recursos del Fondo Nacional de
Regalías a dicho fondo.
Igualmente, en la Ley 1450 de 2011 del Plan Nacional de Desarrollo, se aprobó en el Artículo 103 que a
partir del 2011 se podrá cubrir hasta 46 $/kWh con destino al consumo de usuarios estratos 1 y 2 de Áreas
Rurales de Menor Desarrollo-ARD, Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales-BS. También se dispuso
que el desmonte de este fondo sea consistente con los planes de pérdidas que apruebe la CREG y se
pueda financiar con recursos del PGN.
Programa de Normalización de Energía Eléctrica-PRONE
En relación al PRONE, se dispuso en el Artículo 104 de la Ley del Plan que se adicionará un 1$/kWh
transportado para ser fuente de financiación del Programa de Normalización de Redes, durante la vigencia
del mencionado Plan de Desarrollo.
Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas- FAER
En el marco de la Ley 1376 de 2010, se incluyó en el Artículo 115 que el FAER continuará conformándose,
entre otros, por los recursos económicos que recaude el ASIC, correspondientes a 1,34$/kWh despachado
en la Bolsa. La contribución será pagada por los propietarios de los activos del STN y será incorporada en
los cargos por uso del STN.
En términos cuantitativos, la evolución de los recursos recaudados por el sector con destino a los
cuatro fondos ha sido la siguiente:
38
upme
Gráfico 1-24. Valor de los Recaudos con Destino a Fondos de Apoyo a Inversión Social.
(Cifras en Millones de Pesos Constantes de Diciembre de 2010)
250.000
Millones de Pesos
($ ctes dic-10)
200.000
150.000
100.000
50.000
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
FAER
0
0
54.001
65.628
67.686
68.320
69.856
66.693
72.249
72.415
57.971
FAZNI
60.179
70.583
74.844
76.690
79.094
79.836
58.609
55.961
60.622
FOES
0
0
93.952
207.786
171.100
125.317
38.798
12.683
22.961
5.638
PRONE
0
0
0
0
0
0
0
72.362
53.313
52.677
Fuente: XM
Desde el año 2001 al 2010, en pesos constantes de 2010, el sector eléctrico ha recaudado con
destino a los cuatro fondos algo más de 2 billones de pesos: 678,2 mil millones para el FOES, 674,4 mil
millones para el FAZNI, y 536,8 mil millones para el FAER, de los cuales 178,3 mil millones se han destinado
al PRONE.
Con base en los recursos recaudados, el Gobierno Nacional ha asignado los siguientes recursos para
proyectos específicos, según el objeto de los mencionados fondos.
Gráfico 1-25. Asignación de Recursos del FAER, FAZNI, PRONE y FOES 2003-2011
(Cifras en Millones de Pesos Constantes de Diciembre de 2010)
Millones de Pesos
($ ctes dic10)
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
2003
FAER
2.710
FAZNI
16.224
2004
64.220
PRONE
FOES
92.635
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
44.613
29.166
76.443
30.670
50.423
21.083
43.250
27.829
35.831
68.562
105.769
226.039
8.500
23.500
12.604
6.994
47.119
38.698
64.944
52.686
41.134
151.493
195.552
100.535
94.649
136.812
120.289
2.998
Fuente: MME
39
upme
1.12. Subsidios y Contribuciones
Aunque el Gobierno Nacional normalizó los giros de subsidios durante un tiempo (2001-2007), a partir del
año 2008 se han venido presentando dificultades nuevamente, ante la no apropiación de la totalidad de los
recursos en el Presupuesto General de la Nación, PGN, y la demora en el giro de los mismos.
Dicha situación ha obligado a que las empresas comercializadoras de energía eléctrica, las cuales actúan como
recaudadores, respalden y financien con recursos propios el pago de los subsidios de estratos 1, 2 y 3 para no
incrementar tarifas a los usuarios. Lo anterior podría incidir en el incumplimiento de las obligaciones de compra
de energía de las empresas y en la limitación de suministro, poniendo en grave riesgo la sostenibilidad del sector
eléctrico colombiano.
Como se observa en el siguiente cuadro, los recursos del PGN durante el 2008, sólo fueron del orden de
60 mil millones de pesos, insuficientes para cubrir el déficit de subsidios con respecto a las contribuciones de
solidaridad recibidas de los usuarios estratos 5 y 6, los usuarios industriales y comerciales regulados y no regulados
y los giros de excedentes del FSSRI. Sin embargo, en el PGN de 2009 se apropiaron 587 mil millones de pesos
y seguidamente en el 2010, la suma de 436 mil millones de pesos. Contrasta esta situación con la apropiación
realizada por el Gobierno Nacional en el PGN del 2011, que asciende a 875 mil millones de pesos y con la
prevista en el PGN para el año 2012, la cual asciende a 1.3 billones de pesos.
Tabla 1.7. Recursos Girados por el PGN y el FSSRI 2002-2010
(Cifras en Millones de Pesos)
AÑO
PGN
FSSRI
TOTAL
2002
122.869
50.555
173.424
2003
223.609
30.000
253.609
2004
345.603
91.350
436.953
2005
314.138
50.147
364.285
2006
201.371
56.000
257.371
2007
304.646
165.757
470.403
2008
59.912
391.967
451.880
2009
587.000
160.000
747.000
2010
436.505
140.000
576.505
Fuente: MME
En el gráfico siguiente, se muestra el resultado de las validaciones del Ministerio de Minas y Energía, para
el período 1998- 2010, consistente en el balance completo de subsidios, contribuciones y aportes del
PGN.
40
upme
Gráfico 1-26. Balance de Contribuciones, Subsidios y Aportes 1998-2010
(Cifras en Miles de Millones de Pesos Constantes de Diciembre de 2010)
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
Subsidios
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
1.231,60
1.041,53
951,06
891,09
928,41
1.048,26
1.243,90
1.232,91
1.184,17
1.249,34
1.469,75
1.809,30
1.775,10
Contribuciones
704,16
695,36
701,67
667,03
711,86
805,67
875,76
901,56
949,80
978,31
1.000,09
1.136,08
1.215,14
Déficit Anual
527,43
346,17
249,39
224,06
216,55
242,59
368,14
331,35
234,37
271,03
469,65
673,23
559,96
Aportes PGN
181,44
332,44
319,26
453,61
184,91
313,87
457,36
396,58
244,59
348,97
64,03
605,65
436,51
Fuente: MME
De la anterior gráfica, se puede inferir que a partir del año 2008, los requerimientos de subsidios han
crecido sustancialmente, respecto a los aportes de las contribuciones. El crecimiento de los subsidios
durante el 2008 respecto al año 2007 fue del 17,6%, del 23,1% para el año 2009 respecto al 2008 y del
orden del -1,89% en el 2010, con relación al año inmediatamente anterior.
De otra parte y en lo referente a las necesidades de subsidios, particularmente, durante el año 2011
y 2012, se presentan unos mayores requerimientos en virtud de lo establecido en el Artículo 2 de la Ley
1430 de 201015, respecto al descuento y eliminación de la contribución industrial.
Particularmente, en el año 2012 y a diferencia del esquema actual de subsidios y contribuciones,
donde se presentan empresas superavitarias, que ayudan solidariamente a cubrir el déficit de subsidios, la
totalidad de las empresas resultan deficitarias, implicando un mayor esfuerzo fiscal de la Nación.
15.
Artículo 2- Contribuciones Sector Eléctrico Usuarios Industriales: Al respecto se estableció que durante el 2011, se seguirá aplicando la contribución del 20% para
todos los usuarios industriales, pero podrán descontar el 50% de dicha contribución el impuesto de renta a cargo para el año gravable 2011. “A partir del año 2012,
dichos usuarios no serán sujetos del cobro de esta sobretasa. Así mismo, el gobierno establecerá quién es el usuario industrial beneficiario del descuento y sujeto de
la presente sobretasa.”
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